Файл: Курсовой проект анализ добывных возможностей скважин оборудованных уэцн на Чашкинском месторождении пнко. 21. 02. 0104. Э62.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.12.2023
Просмотров: 126
Скачиваний: 6
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Обоснование ВНК проведено по разведочным и добывающим скважинам с удлинением не более 80 м согласно работе /Гусев В. М., Спасибко В. Д., 1977/. Данные по скважинам с большим удлинением приведены лишь для подтверждения установленного контакта. Интервалы перфорации при обосновании ВНК даются с учетом проницаемыхпропластков в данной скважине.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс
Турнейско-фаменская залежь нефти (пластТ+Фм)
Изучение разреза турнейско-фаменской карбонатной толщи выполнено по материалам ГИС 52 скважины. Из них лишь три скважины 23, 26 и 27 вскрыли отложения тиманского горизонта. Толщина вскрытых франско-фаменско-турнейских отложений составляет 440, 556 м и 557 м соответственно. Шесть скважин вскрыли первые метры разреза (в т.ч. скв. 159, где кровля фаменского яруса имеет наивысшую абсолютную отметку), остальные вскрыли карбонатную толщу облекания рифового массива позднефранско-фаменского возраста (в большинстве скважин - от 40 до 100).
Детальная корреляция разреза проведена в продуктивной части толщи с целью установления сопоставимых пачек, в пределах которых возможна корреляция пористых разностей пород.
При сопоставлении диаграмм РК, структурного плана поверхности турнейско-фаменской карбонатной толщи, учитывая заключения о возрасте пород (выполненные по фауне Э. К. Сташковой, ст. н. сотрудником КамНИИКИГС), выделены два основных типа разреза. Установленные типы разреза различаются степенью эрозии пород турнейского и верхней части фаменского ярусов. Граница между турнейским и фаменским ярусами проведена по сопоставлению разрезов скважин 24, 26, 38. в которых возраст пород определен по фауне.
Для разрезов I типа характерно присутствие отложений турнейского яруса, в разрезах II типа эти отложения размыты. В турнейском ярусе выделены пачки Т1 ,Т2, Т3 ,Т4 (фаунистически возраст обоснован в скважинах 18 и 24 как малевско-угшнский Ӏ и черепетский горизонты). В отложениях фаменского яруса в обоих типах разреза 1 установлены условные пачки Фм1Фм2 ,Фм3 ,Фм4 ,Фм5. Для перечисленных пачек фаменского яруса характерно наличие плотных пород в верхней части и пористых в нижней, причем пачка
Фм4, в отличие от других, имеет характерный рисунок на кривой НГК (пониженные значения нейтронного гамма- каротажа среди повышенных). Толщина ее 3-4 м. в разрезах почти всех скважин она легко узнаваема.
В разрезах I типа, в зависимости от того, какими пачками представлен турнейский ярус, установлено 3 подтипа.
В подтип "А" входят разрезы скважин, содержащие наиболее полный стратиграфический объем турнейских отложений (пачки:Т1 - малевского. Т2- упинского. Т3, Т4 - черепетского возраста). Каждую пачку можно рассматривать как отдельный цикл осадконакопления, в нижней части которого - глины либо глинисто - карбонатные породы, в верхней - известняки. Толщина пачек изменяется от 3 до 5 м.
Толщина фаменских пачек в данном подтипе довольно выдержанная и составляет в пачках: Фм1 - 8 м, Фм2- 3 м, Фм3 - 4 м, Фм4 - 4 м. Фм5 - 6-8 м, Фм6 - 8 м. Разрез отличается высоким содержанием плотных пород. Такой разрез характерен для скважин 18, 24, 171, 177.
В разрезах подтипа "Б" отложения турнейского яруса представлены пачками Т2 и Т1малевско-упинского возраста, пачки Т3 иТ4 размыты. Толщина пачки Т1изменяется от 2 м до 6 м. Т3- от 1 м до 4 м. Толщина фаменских пачек, как и в подтипе "А". Такой разрез установлен в западной части поднятия (скважины 167, 187, 189, 193, 192, 302) и в восточной (скв. 59).
В разрезах подтипа "В" пачки Т4,Т3, Т2 -размыты, сохранилась лишь пачка Т1. Пачка Тi сложена в верхней части известняком (1-7 м) и глиной или глинисто - карбонатной породой (1-1.5 м) в разрезе скважин 27, 32, 35, 36, 57, 153, 154, 155, 158, 161, 162, 168, 169, 170, 172, 173, 180, 182, 191, 301, 303. Наибольшая степень эрозии пород турнейского яруса установлена в разрезах скважин 26, 31, 33, 38, 157, 160, 175, 176, 179, 181, 184, 185. На диаграммах
РК в этих скважинах пачка выделяется незначительным (до 4,5у) повышением значений гамма-каротажа, толщина пачки не превышает 2 м. турнейский возраст пород определен по фауне (скважины 26 и 38). Пачки, выделенные в фаменских отложениях, существенных отличий не имеют. Подтип "В" имеет наибольшее распространение по площади, приурочен к присводовым частям поднятия.
Разрезы II типа отличаются наибольшей степенью эрозии пород верхней части турнейско-фаменской толщи. Полностью отсутствуют турнейские отложения и толщина пачки Фм1 в некоторых разрезах сокращена до 3 м.
Такой тип разреза характерен для сводовых частей поднятия и палеовершин, соответствующих в плане рифовым постройкам более раннего возраста(приуроченным к центральной части поднятия), установлен в разрезе скважин 156, 165, 166, 174, 178, 183, 300. Независимо от того, к какому подтипу относится разрез, пачки
Фм1 Фм2, Фм3, Фм4, Фм5, Фм6 сопоставимы, однако, корреляция внутри одного типа (подтипа) более уверенная, чем между разрезами различных типов.
В отложениях турнейского яруса коллекторы установлены только в пачке Т1в 9 скважинах (1-3 пласта-коллектора на скважину). Коллекторы в пачке Фм1присутствуют в 44 скважинах (от 1 до 4 пропластков), в пачках Фм2 Фм3 - в 28 и
27 скважинах, соответственно, (от 1 до 3 пропластков).в пачке Фм4- в 26 скважинах (от 1 до 4 пропластков). в пачке Фм5- в 15 скважинах (от 1 до 3 пропластков). в пачке Фм6- в 6 скважинах (от 1 до 3 пропластков). Таким образом, детальными исследованиями показано, что турнейско-фаменские пласты-коллекторы частично имеют пластовую форму залегания.
Турнейско-фаменская продуктивная толща представлена смешанными коллекторами: поровыми, кавернозно-поровыми, трещинными, порово- трещинными, что придает разрезу более пеструю картину.
Созданная на основе детальной корреляции геологическая модель залежи способствует решению многих задач, особенно при анализе разработки.
-
Физико-химические свойства флюидов и коллекторов
Физико-химические свойства и компонентный состав нефтей и газов были изучены в период разведочного бурения. Пробы флюидов, отобранные при вскрытии продуктивного пласта, являются наиболее представительными, отражающими первоначальное качество нефти и газа. Всего на этом этапе (1970- 1981 гг.) исследованы 92 глубинные пробы, в том числе 32 представительные, и 29 устьевых проб нефти.
Хорошо изучена нефть из бобриковского горизонта: качественные пробы пластовой нефти отобраны из 6-ти скважин, равномерно распределенных по площади. В меньшей степени представлена турнейско-фаменская залежь: представительные глубинные пробы взяты из 3-х скважин. Из других продуктивных пластов глубинные пробы нефти не отобраны. В 1999 г. отобраны устьевые пробы нефти из скв. 161 (Мл+Бб). 302, 303 (Тл2а+Бб).
Хотя новых представительных глубинных проб после предыдущего подсчета запасов не получено, значения подсчетных параметров, предлагаемых в данном отчете, изменились в связи с тем, что с 1986 г. по решению ГКЗ при принятии параметров пластовой нефти используются значения определенные методом дифференциального дегазирования глубинных проб.
Поскольку экспериментальные исследования методом дифференциального дегазирования проведены лишь для проб, отобранных в скв. 27 (
Бб2-1 иТ+Фм), для остальных качественных проб произведен пересчет данных однократного дегазирования на условия ступенчатой дегазации. Расчет произведен по уравнениям регрессии, полученным по большому объему фактических материалов. Метод опробован на многих месторождениях Пермской области и имеет хорошие результаты.
Отбор и исследование проб нефти проводили в основном в лабораториях ОАО «ПермНИПИнефть», лишь в некоторых скважинах - КамНИИКИГС. Глубинные пробы анализировали на установках УПН - БашНИПИнефть. поверхностные - по ГОСТам и общепринятым методикам, газ - на хроматографах различных марок. Ниже представлена характеристика флюидов по каждому подсчетному объекту.
ПластТ+Фм
Из отложений турнейско-фаменского яруса пробы пластовой нефти отбирали в скважинах 26, 27, 35, 38, 173, при этом в скв. 26 отбор проб производили 4 раза, в скв. 35 - дважды. Всего было получено 36 глубинных проб. Следует отметить, что в процессе разработки залежи снизилось пластовое давление ниже Рнас, поэтому качественными оказались лишь пробы, полученные на разведочном этапе (1970-78 гг.) в скважинах 26 (5 проб). 27 (8 проб) и 35 (3 пробы).
По результатам исследования представительных проб методом дифференциального дегазирования (скв. 27) и пересчета на условия ступенчатой дегазации (скв. 26,35) нефть во всех скважинах характеризуется близкими свойствами: давление насыщения изменяется в пределах 14,92-15,4 МПа, в среднем составляет 15,22 МПа.газонасыщенность колеблется также в небольших пределах (94,2-104,6 м3/т). незначительно изменяются и остальные параметры. Усредненные данные по трем скважинам, предлагаем принять для расчетов.
В поверхностных условиях свойства и состав нефти во всех изученных скважинах (26, 27, 35, 38) аналогичны. Вероятно потому, что скважины расположены близко друг от друга.
В среднем свойства нефти равны: плотность 0,845 г/см, вязкость 8,09 мм /с. По составу она смолистая (10,41%), парафинистая (4,54%).сернистая (0,84%). имеет высокое содержание светлых фракций (53,5%).
Растворенный в нефти газ дифференциального дегазирования в целом по залежи характеризуется как малометановый (45,24%).среднеазотный (15,37%). высокожирный (C2+Высшие – 38,87%). В газе из скв. 26 сероводород не обнаружен. Сернистость газа из скважин 27 и 35 не изучена. Необходимо уточнить содержание сероводорода в газе, т. к. в попутном газе из скв. 27 содержится сероводород выше санитарных норм (0,004%).
Пласт Мл
Пробы пластовых флюидов из отложениирадаевского горизонта не получены. При совместном испытании пластов Бб и Мл в 1980 г. в скв. 59 и в 1999 г. в скв. 161 были взяты пробы сепарированной нефти. Потокометрия показала, чтов скв. 161 работают как бобриковский, так и малиновский пласты. Свойства и состав нефти в этой скважине близки бобриковской. Почти не отличаются они и от нефти из скв. 59. Поэтому можно предположить, что нефть бобриковских и радаевских отложений близкого качества. Учитывая это, параметры пластовой нефти и растворенного газа Малиновского пласта предлагаем принять по нефти и газу пласта Бб.
Пласт Бб
Физико-химическая характеристика нефти и газа из отложений бобриковского горизонта представлена достаточно полно. Пробы нефти отбирали из 9-ти скважин, расположенных равномерно по площади залежи, а интервалы отбора находились на разных гипсометрических уровнях.
Как указано ранее, глубинные пробы из скв. 27 анализировали методом дифференциального дегазирования, параметры нефти и газа из скважин 18, 31, 33, 36, 303 получены расчетным путем по данным однократного дегазирования глубинных проб. Большого расхождения между экспериментальными и расчетными данными не наблюдается. Небольшие колебания параметров обусловлены разными геологическими условиями размещения скважин на структуре и отношением интервала отбора проб к ВНК. Так, в наиболее удаленной от ВНК скв. 27 нефть имеет максимальные газонасыщенность (102 м3/т) и Рнас (15.1 МПа), в то время как в скважинах 33, 303. приближенных к ВНК, величины этих параметров несколько меньше (89,6 и 85,6 м /г: 14,4 и 14,65 МПа соответственно).
По усредненным данным в каждой тонне нефти при давлении выше 14,5 МПа растворено 91,8 м3/т газа. Как в условиях пласта, так и после дегазирования нефть легкая (плотность 0,780 и 0,839 г/см соответственно), маловязкая (1,41 MПa- с и 8.35 мм2 *с). Объем нефти на поверхности в 1,191 раз меньше, чем в пласте (П. 1.25).
Свойства и состав поверхностной нефти изучены по пробам из 9-ти скважин. Следует отметить, что качество нефти бобриковской залежи весьма близко нефти из турнейско-фаменских отложений. Характеристики нефти из разных скважин колеблются незначительно. В среднем свойства нефти аналогичны разгазированной пластовой (плотность 0,844 г/см , вязкость 8,26 мм2 *с). По составу она смолистая (9,35%).парафинистая (4,30%), сернистая (0,79%). имеет высокое содержание светлых фракций (49%) и довольно высокую температуру застывания (от нуля до минус 150С).
Нефтяной газ дифференциального дегазирования аналогичен газу из турнейско - фаменского пласта. В целом по залежи характеризуется как малометановый (47,12%), среднеазотный (14,63%), высокожирный (С2+высш. – 37,7%) (П. 1.27). В попутном газе сероводород не обнаружен. Следует уточнить содержание сероводорода в газе, для чего необходимо провести специальные отбор и исследование проб газа титриметрическим методом, исключающим потери этого компонента при отборе и доставке проб.